8.3. Условия залегания, добычи и транспортировки

Вопрос о том, каким образом нефть и природные газы образуют различные по размерам скопления в земной коре, имеет большое теоретическое и практическое значение, ибо правильный ответ на него дает возможность значительно повысить эффективность поисково-разведочных работ на нефть и газ.

Условия залегания нефти и природного газа. В геологии Земли особое место занимает условно выделяемая верхняя оболочка земного шара, называемая земной корой. Ее толщина в разных местах составляет от 15 до 70 км. Эта оболочка сложена из различных горных пород и в ней залегают вместе с другими породами нефть и горючие газы. Геологами установлено, что образование нефти и природного газа происходило во все геологические периоды, за исключением самого древнего – архейского, когда еще не было на Земле животных и растений. Поэтому в недрах земли нефть находится во всех геологических формациях. Скопления нефти и природных газов связаны с вмещающими горными породами, а также со структурными и другими особенностями пластов.

Горные породы в зависимости от их происхождения подразделяются на магматические, осадочные и метаморфические.

Магматические, или изверженные, породы образуются в результате остывания и затвердевания расплавленной магмы как на глубине, так и на земной поверхности. Осадочные породы являются продуктами разрушения и преобразования различных коренных пород. Метаморфические горные породы образуются в результате воздействия на погрузившиеся на значительные глубины осадочные и магматические породы больших температур и давлений.

Все нефтяные месторождения приурочены к осадочным породам, образовавшимся в морских бассейнах. Нефть и природные газы залегают обычно под большим давлением в пористых горных породах, в той или иной мере насыщая их. Поэтому горные породы, способные содержать в себе нефть и газ и отдавать их при разработке, называются кол лекторами. Наиболее характерными являются проницаемые песчаные коллекторы нефти, газа, а также сопровождающей их воды. Коллекторы нефти и газа (пески, песчаники, известняки), находящиеся между плохо проницаемыми породами (например глиной, глинистыми сланцами, мергелем), образуют так называемые природные резер3 вуары (фр. «резервуар» – вместилище). Выделяются три основных типа природных резервуаров: пластовый, массивный и литологически ограниченный со всех сторон.

Пластовый резервуар – это сочетание значительного по площади, протяженного пластового коллектора небольшой мощности (до десятков метров) с ограничивающими его по кровле (сверху) и подошве (снизу) плохо проницаемыми породами (рис. 8.7). Ему свойственны сравнительно однородный состав и выдержанная мощность пород-коллекторов.

Массивный резервуар (рис. 8.8) представляет собой мощную (до нескольких сот метров) толщу проницаемых пород, образующих единую гидродинамическую систему, ограниченную плохо проницаемыми породами. Пористость массивных коллекторов обусловлена наличием в них каверн и трещин. Частным случаем массивного резервуара являются ископаемые рифы, представляющие собой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки. Коллекторы, слагающие единый массивный резервуар, могут иметь различный вещественный состав и состоять из пород разного возраста.

Рис. 8.7. Схема пластового резервуара: 1 – песок; 2 – глина

Резервуары, литологически (греч. «литос» камень) ограниченные, представляют собой участки проницаемых пород, ограниченные со всех сторон плохо проницаемыми породами (рис. 8.9). Это могут быть, например, линзы песчаников в глинах, участки повышенной пористости и проницаемости в относительно однородных породах (зоны дробления, выщелачивания и т. п.).

Ловушки нефти и газа. При движении подземных вод в проницаемой среде содержащиеся в них углеводороды могут при определенных условиях образовать скопления нефти и газа. Но для этого необходимо, чтобы на их пути возникла преграда. Встретив ее, углеводороды попадают в естественную ловушку и постепенно скапливаются перед преградой.

Ловушкой называется часть природного резервуара, в которой нефть и газ скапливаются в проницаемых породах и не могут вырваться из них.

Несмотря на широкое распространение в природе процессов миграции углеводородов, к сожалению, не каждая ловушка становится местом скопления нефти и газа. Практикой поисковых работ установлено, что значительное количество выявленных ловушек, обладая очень высокими коллекторными свойствами, остаются в то же время «пустыми», т. е. не содержат скоплений нефти и газа, их потенциальные возможности оказываются нереализованными.

Миграция нефти и газа. Нефть, горючие газы и вода отличаются от других полезных ископаемых высокой подвижностью, текучестью. Именно поэтому их нередко называют общим термином «флюиды».

Согласно органической концепции происхождения нефти и природных газов, образовавшаяся из рассеянного органического вещества микронефть выжимается вместе с водой по мере уплотнения нефтематеринских пород в прилегающие сверху толщи коллекторов. Это перемещение углеводородов называется первичной миграцией. В природных резервуарах начинается вторичная миграция углеводородов. Здесь они циркулируют по порам, трещинам и другим пустотам пород-коллекторов. Вторичная миграция может завершиться образованием скоплений нефти и газа.

Для теории и практики важен вопрос: каким образом и в каком состоянии мигрируют нефть и газ? Какие силы продвигают их к последнему пристанищу, на какие расстояния? Здесь, как и в других областях нефтяной геологии, вопросов больше, чем однозначных ответов.

Ученые пришли к выводу, что основной причиной, вызывающей миграцию нефти в коллекторах, является свободная циркуляция воды под влиянием гидростатического напора. Движущаяся вода увлекает жидкие и газообразные углеводороды – мельчайшие капли нефти и пузырьки газа. При этом движении происходит дифференциация всех флюидов либо под влиянием разности плотностей воды, нефти и газа (в случае хорошо проницаемых коллекторов), либо в результате различия в силах поверхностного натяжения (в случае слабопроницаемых коллекторов).

Рис. 8.8. Схема однородного массивного резервуара: 1 – покрышка; 2 – коллектор

 

Рис. 8.9. Принципиальная схема резервуара, литологически ограниченного со всех сторон плохо проницаемыми породами: 1 – песчаники; 2 – глины

Нефть и газ легче воды, поэтому капельки нефти и пузырьки газа будут стремиться всплывать в верхнюю часть пласта-коллектора. В процессе фильтрации они переносятся в свободном виде водой. Ряд ученых указывает и другой способ миграции нефти и газа в свободной форме. Нефть и природный газ могут находиться в пористом водоносном пласте, имеющем уклон, не в виде отдельных капелек или пузырьков, а в виде значительных масс, заполняющих поровое пространство породы. Такие массы, образовавшиеся за счет соединения капель нефти или пузырьков газа, обладают огромной подъемной силой. Благодаря этому вся система может всплывать по наклонному пористому пласту. Чем больше угол наклона пласта, тем больше сила всплывания масс нефти и газа. Это продвижение нефти и газа по восстанию (ходу) пласта может иметь не непрерывный, а периодический характер. Ученые рассматривают подобное всплывание нефти и газа как струйную миграцию и считают этот способ миграции основным в образовании нефтяных и газовых залежей.

Подсчитано, что при струйной миграции мигрирующий газ за 1000 лет может продвинуться до 260 км.

Ряд ученых считает, что миграция нефти и газа может происходить также за счет увлечения водой нефти и газа в растворенном виде. Растворимость нефти в воде невелика, но с повышением давления и температуры она возрастает. Поэтому в одних условиях вода растворяет углеводороды, а попав в другие условия, вновь выделяет их в свободную фазу.

Залежи и месторождения нефти и газа.

Если ловушка расположена на пути миграции потока углеводородов и содержит проницаемые пласты-коллекторы, способные аккумулировать нефть и газ, то при благоприятных условиях в ней может образоваться естественное скопление нефти и газа. Такое единичное скопление углеводородов в недрах геологи называют залежью. Существуют различные классификации залежей нефти и газа, которые подразделяются по типу природных резервуаров на пластовые, массивные и литологически ограниченные. А в пределах этих групп залежи классифицируются по типу ловушек.

Пластовые залежи приурочены к пластам проницаемых пород, ограниченных сверху и снизу непроницаемыми породами – глинами, плотными известняками, солями, ангидритами. Пластовые залежи могут быть сводовыми и экранированными (рис. 8.10).

Пластовые сводовые залежи приурочены к сводовым частям антиклинальных структур. В таких залежах вода, подстилающая нефть или газ, замыкает их по всему периметру пласта снизу. Поверхность раздела воды и нефти называется водонефтяным контактом, поверхность раздела газа и воды – газоводяным контактом.

Важным параметром любой сводовой залежи является ее высота – расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки.

Если количество нефти (или газа) в залежи достаточно велико или в данной структуре пластов горных пород имеются несколько залежей, то говорят о нефтяном, нефтегазовом или газовом месторождении.

По отношению к нефти и газу данный термин не соответствует буквальному смыслу этого слова, ибо это не место действительного образования углеводородов, а место нахождения их вторичного скопления. В разрезе месторождения может быть одна залежь нефти или газа, но может быть и несколько.

Месторождение называют газовым, если оно содержит только газовые залежи, состоящие в основном из метана. К газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых в атмосферных условиях при снижении давления выделяется жидкая фаза – конденсат. Если месторождение состоит из нефтяных залежей, оно называется нефтяным или газонефтяным – в случае наличия над нефтью газовой шапки.

Запасы любых категорий, подсчитанные непосредственно в залежи, называются геологическими. Они не могут быть полностью извлечены на поверхность при современных способах добычи нефти и газа. Поэтому извлекаемые запасы нефти и газа составляют лишь часть геологических запасов, которые находятся в залежи. Экономическая целесообразность разработки залежей определяется их извлекаемыми запасами.

В зависимости от количества запасов углеводородов месторождения подразделяются на мелкие (менее 10 млн. т нефти или 10 млрд. м 3 газа), средние (10 – 30 млн. т или 10 – 30 млрд. м 3), крупные (30 – 300 млн. т или 30 – 500 млрд. м 3) и уникальные (более 300 млн. т или более 500 млрд. м 3).

В мире открыто значительное число месторождений нефти и газа, однако основное количество этих полезных ископаемых содержится в небольшом числе месторождений-гигантов. Так, 65% разведанных запасов природного газа содержат шесть гигантских газовых месторождений. Следовательно, крупные и гигантские месторождения составляют основу сырьевой базы и определяют уровни добычи нефти и газа на несколько десятилетий вперед. Геологи сосредоточивают основные усилия на поисках в первую очередь крупных месторождений нефти и газа.

Разведка месторождений. Нефть и природный газ залегают в недрах Земли на разной глубине (1–3 км) и все чаще обнаруживаются на расстоянии 4–5 км и более от дневной поверхности. Выявление, оценка запасов и подготовка к промышленной раз работке залежей нефти и газа проводятся с помощью нефтеразведки. Процесс нефтеразведки состоит из двух этапов: поискового и разведочного.

Результатом поискового этапа является предварительная оценка запасов новых месторождений. Главные цели разведочного этапа – обозначить (оконтурить) залежи, определить мощность и нефтегазонасыщенность пластов и горизонтов. После завершения разведочного этапа подсчитываются промышленные запасы нефти и разрабатываются рекомендации о вводе месторождения в эксплуатацию

В основе поисков нефтяных и газовых месторождений лежит знание глубинного строения недр. Однако непосредственное проникновение на большие глубины с помощью бурения обходится очень дорого. Ученые обосновали теоретически возможность определения строения и условий залегания горных пород в недрах по косвенным признакам. Это стало возможным, в частности, благодаря использованию различных физических свойств горных пород. К таким «полезным» свойствам относятся, например, скорость распространения в горных породах упругих колебаний – сейсмических волн, плотность горных пород, их магнитные свойства, электропроводность, радиоактивность и некоторые другие. На этом основано широкое применение при поисках и разведке геофизических методов.

Геофизические исследования позволяют установить тектоническое строение исследуемого региона. С их помощью определяют глубину залегания кристаллического фундамента, наличие разломов и ловушек и т. п.

Рис. 8.10. Типы пластовых залежей нефти и газа: а – сводовая; б – тектонически экранированная; в – стратиграфически экранированная; г – литологически экранированная; 1 – нефть; 2 – газ; 3 – вода

Наибольшее распространение в нефтегазовой геологии получили сейсмические (греч. «сейсмос» – трясение) методы разведки (сейсморазведка). Они основаны на изучении характера распространения упругих волн, которые возбуждаются с помощью взрывов, а также невзрывных источников – диносейсов и вибросейсов.

Для осуществления искусственных взрывов на исследуемой площади бурят неглубокие (20–30 м) скважины. В них закладывают взрывчатое вещество и последовательно производят взрывы. Под их воздействием происходит сотрясение почвы. Частицы горных пород испытывают упругие колебания и последовательно передают их друг другу. В результате возникают упругие, или сейсмические, волны. Они распространяются в разные стороны от пункта взрыва. Скорость и характер распространения сейсмических волн зависят от свойств горных пород.

Возвратившиеся на поверхность волны записываются специальными приборами – сейсмографами – в виде графиков – сейсмограмм. На них фиксируются момент взрыва и время прихода отраженной волны к сейсмоприемнику. Зная расстояние от скважин, где производится взрыв, до места регистрации сейсмических волн и особенности их распространения, можно расчетным путем получить данные о глубине залегания отражающей поверхности для каждой волны. Это в свою очередь дает возможность выявить различные ловушки и тектонические структуры. В основе интерпретации сейсморазведочных данных лежит использование различия в скорости распространения упругих волн в разных породах. Ученые сравнивают сейсмические волны с рентгеновскими лучами, просвечивающими недра Земли и позволяющими выявить их внутреннее строение.

Гравиметрический метод разведки основан на измерении ускорения свободного падения на земной поверхности с помощью высокочувствительных приборов – гравиметров (лат. «гравис» – тяжелый, греч. «метро» – мера).

Основной предпосылкой применения гравиразведочных работ являются различия плотности горных пород.

С помощью гравиметров выявляются аномалии гравитационного поля, обусловленные изменением плотности горных пород. Гравитационные аномалии обычно отражают глубинную тектонику. Если массивы более плотных пород, например складчатые структуры, приближены к земной поверхности, то в этих местах сила притяжения оказывается повышенной. На гравиметрической карте над участками более плотных пород вырисовываются аномалии ускорения свободного падения.

Электроразведка основана на изучении в земной коре естественных и искусственно созданных электрических полей. Метод электроразведки использует различную способность пород проводить электрический ток, различное их удельное сопротивление.

В основе магниторазведки лежит изучение аномалий магнитного поля, связанных с различием магнитных свойств горных пород. Магнитные аномалии на поверхности Земли могут отражать существование в ее недрах складчатых структур или массивов плотных кристаллических пород. Напряженность магнитного поля измеряется с помощью специального прибора – магнитометра. Замеры производят непрерывно по строго ориентированным маршрутам полета самолетов.

Магнитный метод разведки отличается высокой производительностью и экономичностью. С ее помощью сравнительно быстро могут быть исследованы обширные территории.

Магниторазведка применяется для определения глубин залегания и рельефа поверхности.

С помощью геохимических методов выявляются участки повышенной концентрации углеводородов в земной коре. К числу основных геохимических методов относятся газовая съемка, газовый каротаж, битумно-люминесцентный анализ и микробиологическая съемка. Газовая съемка заключается в определении микроконцентраций углеводородных газов, содержащихся в почвенном воздухе. Газовый каротаж производится в процессе бурения скважин для выявления продуктивных нефтегазоносных пластов. При помощи битумно-люминесцентного анализа изучаются ареалы рассеивания битумов в горных породах над нефтегазовыми залежами. В основе микробиологической съемки лежит выявление в горных породах микроорганизмов, питающихся различными углеводородами.

Добыча нефти первоначально осуществлялась сбором с поверхности открытых водоемов, извлечением из колодцев песка или известняка, пропитанных нефтью. Сбор нефти в водоемах проводили до нашей эры в Мидии, Вавилонии, Сирии. В 1825 г. из 120 нефтяных колодцев г. Баку было добыто 4126 т нефти.

Рис. 8.11. Морская стационарная буровая платформа в Черном море

В общем комплексе поисково-разведочных работ важное место занимает изучение подземных пластовых вод.

Бурение. Присутствие в недрах Земли скоплений нефти и газа можно однозначно установить только путем бурения скважин. По некоторым данным, первые скважины из бамбуковых труб с помощью бронзовой «бабы» были пройдены в Китае за 200 лет до н.э. В Сычуане в 221–263 гг. н.э. из соляных скважин глубиной около 240 м добывали газ, который использовался для выпаривания соли.

Бурение сыграло решающую роль в развитии нефтяной и газовой промышленности. Бурение на нефть и газ осуществляют как на суше (см. рис. 8.2), так и на море (рис. 8.11).

Первые скважины с использованием стальных труб были пробурены в середине ХІХ века. С началом бурения связывают зарождение нефтяной промышленности. В США первая нефть была получена в 1829 г. около Баркевилла (штат Кентукки) из скважины, бурившейся для добычи рассола.

Бурение в то время осуществлялось так называемым ударным способом путем долбления горных пород. Долото, закрепленное на бурильных штангах, вонзалось в грунт под ударами тяжелой «бабы». После этого несколько рабочих, держась за длинные металлические рычаги, присоединенные к штангам, вручную поворачивали весь бурильный инструмент. Это был адский труд. И человек в этом случае был не чем иным, как обыкновенной тягловой силой. Скорость такого бурения была исключительно низкой – около 1 м/сут. Глубина скважин была незначительной.

В зависимости от того, как действует буровой инструмент, раздробляющий и разрыхляющий породу, различают ударное и вращательное бурение. При ударном бурении породу разрушают ударами специального долота, которое поднимают и опускают механической лебедкой. Разрыхленную породу удаляют периодически посредством желонки – полого стального цилиндра, имеющего вверху дужку для присоединения к канату или штанге, а внизу клапан. При вра щательном бурении породу высверливают вращающимся долотом. Различают долота скалывающего или режущего действия и шарошечные долота дробящего действия. Для бурения в твердых породах большей частью применяют трехшарошечные долота.

Бурение промышленных нефтяных скважин проводят при помощи стационарных установок с тяжелыми буровыми станками. Первоначально в скважину вводят одну бурильную трубу, по мере углубления скважины привинчивают новые трубы. Длина каждой бурильной трубы 9–12 м. Для удаления разбуренной породы скважину промывают циркулирующим буровым раствором. Недостаток этого вида бурения – необходимость вращать всю колонну бурильных труб вместе с долотом. Когда глубина скважины достигает 2500–3000 м, лишь небольшая доля затрачиваемой энергии используется на бурение и углубление скважины. Основная же энергия тратится непроизводительно.

Более эффективен способ, основанный на применении забойных двигателей. Колонна буровых труб остается неподвижной, а вращается только долото при помощи электродвигателя или специальной турбины (турбобура), приводимой в действие потоком промывочной жидкости, нагнетаемой в бурильные трубы. Электродвигатель или турбобур размещают в нижней части бурильной колонны, непосредственно над долотом.

Методы добычи нефти и газа. Извлечение нефти из недр Земли осуществляется за счет энергии двух видов – естественной энергии пласта и энергии, подаваемой в скважину тем или иным способом. Способ эксплуатации нефтяной скважины, при котором используется энергия пласта, называется фонтанным. Фонтанный способ, применяющийся в начальный период эксплуатации, когда пластовое давление залежи достаточно велико, наиболее экономичен. Скважины, эксплуатирующиеся фонтанным способом, оборудуют специальной арматурой, которая позволяет герметизировать их устье, регулировать и контролировать режим работы скважины, обеспечивать ее полное закрытие под давлением.

Способы добычи, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет подводимой извне энергии, называют механизированными. Существуют две их разновидности – компрессорный и насосный способы.

При компрессорном, или газлифтном, способе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности Земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (способ бескомпрессорного газлифта). На некоторых старых месторождениях существуют системы эрлифта, где в качестве рабочего агента используют воздух. Недостатки этого способа – необходимость сжигания попутного нефтяного газа, смешанного с воздухом, повышенная коррозия трубопроводов.

При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет передаваемой энергии. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы. Производительность штанговых насосов при глубине скважины 200 – 400 м достигает 500 м 3 /сут., а при глубине до 3200 м составляет не более 20 м 3 /сут.

Существуют также способы извлечения нефти с применением бесштанговых насосов. В этих случаях к насосу подводят через ствол скважины электрическую энергию (по специальному кабелю) или поток энергонесущей жидкости (сжатый газ, теплоноситель).

Газ, как и нефть, извлекают из Земли через сеть скважин. Поскольку он находится в земных недрах под высоким давлением, для его добычи применяют, как правило, фонтанный способ. Чтобы газ начал поступать на поверхность, достаточно открыть скважину, пробуренную в газоносном пласте. При свободном истечении газа нерационально расходуется энергия пласта, возможно разрушение скважины. Поэтому на головке скважины устанавливают штуцер (местное сужение трубы), ограничивая поступление газа. Разработка газовой залежи продолжается 15–20 лет, за это время извлекается 80–90% запасов.

Нефтеотдача пласта и пути ее повышения. Отношение количества добытой нефти к первоначальному ее запасу в залежи называется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффциент нефтеотдачи зависит от геологического строения залежи, свойств породы, пластовых жидкостей и самой нефти, показателей разработки залежи (числа добывающих скважин, порядка их ввода в эксплуатацию и т. д.).

Использование способов водного воздействия на пласты не обеспечивает полного извлечения геологических запасов нефти: в недрах остается больше половины, а на месторождениях вязких нефтей – до 85% разведанных запасов. Для повышения нефтеотдачи пластов в последние годы применяют новые способы воздействия на пласт – закачку с водой поверхностно-активных веществ, полимеров, растворителей, эмульсий и др. Их использование позволяет на 10–30% повысить нефтеотдачу.

При закачке в нефтяной пласт воды с добавкой поверхностно-активных веществ снижается поверхностное натяжение на границе нефть – вода, увеличивается подвижность нефти и улучшается вытеснение ее водой. Добавка полимеров, в частности полиакриламида, к воде позволяет улучшить условия вытеснения нефти из пласта водой.

Одним из самых эффективных способов повышения нефтеотдачи считается нагнетание в пласт диоксида углерода. Растворение СО 2 в нефти снижает ее вязкость, увеличивает объем, что способствует росту объема пор, занятых нефтью, создает благоприятные условия для ее движения.

Большую роль в увеличении эффективности разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости играют тепловые способы воздействия на залежь: закачка в пласты горячей воды, пара и внутрипластовое горение. Способы теплового воздействия позволили резко повысить отдачу пластов ряда месторождений острова Сахалин, Бориславского месторождения на Украине. Тепловое воздействие на высоковязкие нефти позволяет увеличить это соотношение в 30–50 раз.

Сбор и подготовка нефти к транспортировке. Нефть, поступающая из недр на поверхность Земли, содержит попутный газ (50–100 м3/т), воду (200–300 кг/т), минеральные соли (до 10–15 кг/т), механические примеси. Перед транспортировкой и подачей на переработку газы, механические примеси, основная часть воды и солей должны быть удалены из нефти.

Существуют различные системы внутрипромыслового сбора и транспортировки нефти, различающиеся условиями перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти. Старейшая – самотечная система, при которой перемещение нефти происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой замерной установки.

На нефтяных месторождениях, как правило, эксплуатируются герметизированные высоконапорные системы сбора нефти, газа и воды, технологическая схема которых определяется величиной и формой площади месторождения, рельефом местности, физико-химическими свойствами нефти. С помощью герметизированных систем устраняют потери легких фракций нефти, создают возможность ее транспортирования по всей площади месторождения за счет давления на устье скважин.

Поступивший из скважины газ непосредственно на промысле подготавливают к транспортировке. Из него удаляют механические примеси, водяные пары, тяжелые углеводороды, в случае необходимости очищают от серосодержащих соединений.

Транспортирование нефти, нефтепродуктов и природного газа. Транспортирова3 ние нефти и нефтепродуктов из мест производства в регионы потребления осуществляется железнодорожным, водным, автомобильным и трубопроводным транспортом. Газ из отдельных скважин после удаления воды, твердых примесей и газового конденсата направляется в промышленный газосборный коллектор и далее в газосборный пункт, а затем по газопроводам – потребителям. По объему железнодорожный транспорт имеет перевес над другими видами транспорта. Около 98% железнодорожных перевозок (бензин, дизельное топливо, мазут) осуществляется в вагонах-цистернах, остальное – в бочках, бидонах, контейнерах, открытых и закрытых вагонах (масла, твердые нефтепродукты).

Рис. 8.12. Автоцистерна для перевозки нефтепродуктов

Сливно-наливные операции, как правило, осуществляются на подъездных железнодорожных путях нефтебаз, оборудованных специальными сливно-наливными устройствами, установками наливания цистерн, рассчитанными в зависимости от грузооборота на маршрутный, групповой или одиночный слив-налив цистерн.

Цистерны обеспечиваются знаками калибрования и трафаретами типа «Нефть», «Бензин» и др. Сроки слива-налива нефтепродуктов выдерживаются в соответствии с установленными нормами.

Автомобильный транспорт является последним звеном транспортирования нефтепродуктов и используется для перевозки топлива и масел из распределительных нефтебаз и АЗС непосредственно потребителям.

Специальным автотранспортом для нефтепродуктов являются автоцистерны, топливозаправщики, маслозаправщики, контейнеровозы. Автоцистерны (рис. 8.12) вооружены комплектом оснащения: патрубком для налива нефтепродукта, дыхательным клапаном, стержневым указателем уровня, клиновой быстродействующей задвижкой для слива топлива, двумя шлангами с наконечниками и насосом с механическим приводом. Внутри цистерны предусмотрены поперечные и продольные волнорезы – для уменьшения силы ударной волны жидкости. Установлены огнетушители и устройства заземления цистерн и шлангов. По объему цистерны составляют ряд: 2,8; 4,0; 8,0; 12,0; 16,0 м 3.

Конструктивные особенности автоцистерн зависят большей частью от способа налива – верхнего или нижнего.

Водный транспорт осуществляет перевозку нефтепродуктов по морям, рекам и делится на морской, речной, озерный и смешанный (река-море).

Преимуществами водного транспорта являются низкая себестоимость перевозки, высокая пропускная способность, малая численность обслуживающего персонала, незначительная собственная масса относительно массы груза. К недостаткам относятся сезонность функционирования, маленькая скорость, тяжелые экологические последствия аварий.

Водный транспорт делится на самоходный (танкеры), имеющий машинное отделение, и несамоходный (баржи), перемещаемый с помощью буксира. Танкеры и баржи различаются как грузоподъемностью, так и конструкцией.

Танкеры имеют оснащение для герметичного налива и выкачивания нефтепродуктов и их подогрева, наполнения свободных отсеков инертным газом (с целью повышения пожарной безопасности), механизированного мытья танкеров и средства автоматизации.

Лихтеры или рейдовые морские баржи используются, если танкер не имеет возможности подойти к берегу и стоит на рейде. В данном случае нефтепродукты перегружают на лихтеры, грузоподъемность которых может достигать более 100 тыс. т. Рейдовые баржи используют для перевозки с мелководных рейдов на нефтебазы, расположенные в дельтах рек.

Трубопроводный транспорт является наиболее экономичным и эффективным видом доставки нефтепродуктов в пункты сохранения и реализации благодаря круглосуточному беспрерывному функционированию, сохранению количества и качества нефтепродуктов, последовательному перекачиванию нескольких сортов нефтепродуктов по одному трубопроводу.

В зависимости от назначения, территориального расположения и длины трубопроводы разделяют на внутренние (внутрибазовые, внутрицеховые), местные (между перекачечной станцией и нефтебазой, нефтеперерабатывающим заводом и нефтебазой и др.) и магистральные (между главной насосной станцией и наливными пунктами нефтебазы, эстакадами, причалами).

К магистральным нефтепроводам относятся трубопроводы диаметром не меньше 219 мм и длиной свыше 50 км.

Технологическая схема нефтепровода зависит от его назначения, длины, характера трассы и по своему составу в обычном случае включает:

трубопроводы, по которым перекачивают нефтепродукты с нефтеперерабатывающего завода в резервуары главной станции;

главную станцию, где принимают нефтепродукты, разделяют их по сортам, ведут учет и перекачивают на следующую станцию. Необходимая емкость резервуарного парка главной станции равняется трехсуточной пропускной способности трубопровода;

промежуточные перекачечные станции, предназначенные для повышения давления перекачиваемого нефтепродукта. Существуют две системы перекачивания: постанционная (через резервуар) и транзитная (из насоса в насос);

конечный пункт, где проводят операции по приему нефтепродуктов из трубопровода и их учету, распределению среди потребителей или перекачиванию в другие виды транспорта;

линейная часть, состоящая из самого трубопровода с ответвлениями (шлейфами) для дорожного сбрасывания нефтепродуктов на нефтебазы, соответствующей арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, защитными противопожарными сооружениями и т.п.

Резервуарные парки (рис. 8.13) на главной насосной станции и конечном пункте нефтепровода должны распределяться по группам и видам нефтепродуктов, которые перекачиваются последовательно (бензин, дизельное топливо). Каждая такая группа резервуаров делится на подгруппы в соответствии с количеством сортов нефтепродуктов данного вида.

Газопровод является весьма металлоемким сооружением. Основные затраты металла приходятся непосредственно на изготовление труб: на 1 км газопровода диаметром 1400 мм расходуется до 700 т стали. Поэтому с самого начала развития трубопроводного транспорта первоочередной проблемой было и остается изготовление труб с максимальной экономией металла. Чтобы обеспечить ее, при строительстве газопроводов больших диаметров и повышенного рабочего давления применяются трубы, изготовленные из стали повышенной прочности с легирующими добавками.

Рис. 8.13. Резервуарный парк для хранения нефтепродуктов

Смесь нефтепродуктов принимают на конечном пункте нефтепровода и реализуют путем подмешивания к соответствующим «чистым» нефтепродуктам с учетом их качества или направляют на нефтеперерабатывающий завод как сырье для переработки вместе с нефтью.

Для транспортировки природного газа от места добычи или производства к пунктам потребления используются магистральные газопроводы. Различают такие виды магистральных газопроводов: подземные, надземные (на опорах) и в насыпи. Давление газа в газопроводах поддерживается газокомпрессорными станциями.

В конечных пунктах сооружаются газораспределительные станции.

Значительная часть украинских газопроводов имеет диаметр 1000–1400 мм и рассчитана на давление 7,5 МПа, что не ниже аналогичных показателей газопроводов, строящихся за рубежом.

В настоящее время при строительстве газопроводов диаметром 1200–1400 мм применяются трубы с заводской изоляцией полимерными материалами. Это повышает надежность изоляции и всего газопровода, разрешает поднять уровень очистки труб и технологии нанесения покрытий, ускоряет темпы прокладки магистралей. Сооружениями линейной части каждого газопровода, которые требуют ответственного отношения, являются переходы через естественные и искусственные препятствия. Их сооружение осуществляется по специальным проектам, которые учитывают специфичность препятствий, которые преодолеваются, и требования высокой надежности при эксплуатации. Переходы строятся как в подземном выполнении, так и в надземном, в одну или несколько нитей. На магистральных газопроводах Украины эксплуатируется большое количество переходов через реки (рис. 8.14), водохранилища, железные дороги и автодороги (шоссе), балки, овраги, болота и т.п.

Рис. 8.14. Переход системы газопроводов через горную реку

Рис. 8.15. Ужгородская компрессорная станция с газоперекачивающим агрегатом мощностью 16 МВт

Магистральные газопроводы являются очень важными инженерно-техническими сооружениями, при их эксплуатации должны обеспечиваться большая экологическая надежность и безопасность. Для постоянного контроля за техническим состоянием газопроводов ведется их обследование, как визуальное, так и с использованием средств технической диагностики, в том числе приборов для измерения напряженного состояния тела труб, толщины стенки труб, дефектов сварочных швов.

Рис. 8.16. Долинская компрессорная станция

Рис. 8.17. Использование труб большого диаметра при строительстве газопровода

Рис. 8.16. Долинская компрессорная станция

Учитывая специфику работы газопроводов в тяжелых условиях, например в условиях Карпат (сдвиги, большое количество переходов через горные речки, большие овраги, балки), специальные службы проводят геодезические, тензометрические и прочие наблюдения, на основании которых даются рекомендации относительно обеспечения надежности работы газопроводов.

Главнейшей в составе магистрального газопровода является компрессорная станция, предназначенная для перекачивания газа по нему (рис. 8.15, 8.16).

Компрессорная станция – сложный и ответственный промышленный объект, занимающий площадь 5–10 га в зависимости от мощности газопровода, типа установленного оснащения, а также от количества параллельных нитей газопровода. Для газопроводов, имеющих много нитей, компрессорные станции сооружаются на совмещенных площадках, где строятся отдельные компрессорные цеха для каждой нити. Все вспомогательные здания и сооружения максимально используются как общие для всей станции.

Применение труб большого диаметра (рис. 8.17), улучшение механических характеристик и повышение рабочего давления существенно повышают эффективность работы газопровода. Увеличение его диаметра обеспечивает большую пропускную способность и снижение удельной металлоемкости. Однако увеличение диаметра не может быть безграничным. Опыт показывает, что на современном этапе увеличение диаметра газопроводов свыше 1400 мм нецелесообразно.

На всех газопроводах является технологической необходимостью и широко применяется охлаждение газа. Степень охлаждения в значительной мере определяет технико-экономические показатели газопередачи, а также надежность функционирования системы. Известно, что с увеличением диаметра газопровода и рабочего давления собственная охлаждающая способность трубопровода на участке между компрессорными станциями уменьшается, а конечная температура транспортируемого газа повышается.

Аппараты воздушного охлаждения газа, которые применяются на компрессорных станциях, решают эту проблему, поскольку позволяют охлаждать газ до нужной температуры. Уровень охлаждения газа и количество аппаратов воздушного охлаждения определяются при проектировании.